4. Проектирование системы внешнего электроснабжения

4.1. Выбор рационального напряжения

При проектировании систем электроснабжения важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. При решении задачи о рациональном напряжении в общем случае следует предварительно определить нестандартное напряжение, при котором имели бы место минимальные затраты. Зная такое напряжение можно правильнее выбрать целесообразное стандартное напряжение применительно к конкретному случаю.

U = 16 ⁴√Sl (15)

где

U – нестандартное напряжение, кВ;

S – расчетная мощность, МВА;

l – длина линии, м.

U = 16 ⁴√24,464 х 9 = 61,2 кВ

Согласно произведенного расчета примем из ряда номинальных напряжений [9] стандартные напряжения 35 и 110 кВ.

Правильность выбора напряжения проверим по номограмме для приближенного определения рационального напряжения системы электроснабжения в зависимости от передаваемой мощности, длины питающей линии [3], а также основываясь на технико-экономических показателях сравнительных диаграмм приведенных затрат на электроснабжение заданной мощности [7].

На основании вышеизложенного целесообразно применить при потребляемой мощности номинальное напряжение 110 кВ.

Окончательный выбор напряжения произведем после технико-экономических расчетов.

На основании вышеизложенного целесообразно применить при потребляемой мощности стандартные номинальные напряжения 6 кВ, 0,4 кВ в распределительной сети, так как есть потребители на напряжении 0,4 кВ и 6 кВ.

4.2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП.

Число трансформаторов на ГПП определяется требованиями надежности электроснабжения. Согласно таблицы 1 потребители электроэнергии являются потребителями 1, 2, 3-й категории, то предварительно выберем двухтрансформаторную подстанцию. Мощность трансформаторов ГПП определим с учетом допустимой перегрузочной способности в аварийном режиме и необходимостью резервирования, перспективой развития, а также по величине коэффициента экономической загрузки.

При выборе номинальной мощности трансформаторов ГПП учтем его способность к систематичным перегрузкам, так чтобы один трансформатор мог обеспечить работу в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на 40 % в течении не более пяти суток, каждые сутки по шести часов, исходя из нормальной загрузки на 70 %.

Расчетная мощность трансформаторов определяется по формуле:

S_ном.тр = S_ргпп/ k_п (16)

где

S_тр – расчетная мощность трансформатора, кВА;

S_p – расчетная мощность, кВА;

k_п – коэффициент перегрузки, равен 2х0,7=1,4 (такая перегрузка допустима в течение не более 5 суток при условии, что коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки).

S_тр = 24609 /1,4 = 17577 кВА

Согласно технических данных трехфазных масляных двухобмоточных трансформаторов общего назначения класса напряжения 110 кВ [9] выберем трансформатор по условию S_н ≥ S_тр: ТРДН-25000/110.

Согласно технических данных трехфазных масляных двухобмоточных трансформаторов общего назначения класса напряжения 35 кВ [9] выберем трансформатор по условию S_н ≥ S_тр: ТРДН-25000/35.

Выбранные трансформаторы проверим по коэффициенту загрузки в нормальном и аварийном режимах и по экономическому коэффициенту загрузки по следующим формулам:

k_з = S_р/ 2S_тн ≤ 0,7 (17)

где

k_з – коэффициент загрузки в рабочем режиме.

Коэффициент загрузки трансформатора зависит от категории надежности потребителей электроснабжения: для потребителей I, II категории k_з = 0,7.

(18)

где

k_зэ – экономический коэффициент загрузки;

∆Р_хх – потери мощности холостого хода, кВт;

∆Р_кз – потери мощности короткого замыкания, кВт;

k_пп = 0,02÷0,13 – коэффициент повышения потерь при передачи реактивной мощности, зависит от удаленности ГПП от энергосистемы;

∆Q_хх, ∆Q_кз – реактивные мощности трансформаторов при холостом ходе и коротком замыкании

∆Q_хх = 0,01 I_ххS_ном, кВт

∆Q_кз = 0,01 U_кзS_ном, кВт

где

I_хх – ток холостого хода, %;

U_кз – напряжение короткого замыкания, %.

∆Р_хх – потери мощности холостого хода, кВт.

Также произведем проверку по перегрузочной способности трансформаторов при аварийном отключении одного из них с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности

k_п = S_р/ S_тн ≤ 1,4 (19)

Технические данные выбранного трансформаторов и результаты проверочных расчетов и сведены в таблицу 4.

Таблица 4

Тип тр-ра	Sтн, кВА	Uвн/Uнн, кВ	Потери мощности				Uкз, %	Iхх, %;	kз	kзэ	kп
			∆Рхх, кВт	∆Ркз, кВт	∆Qхх, кВт	∆Qкз, кВт
ТРДНС	25000	115/6,3	25	120	162,5	2625	10,5	0,65	0,48	0,41	0,98
ТРДНС	25000	35/6,3	25	120	162,5	2625	10,5	0,65	0,35	0,41	0,98

Трансформаторы выбран правильно, так как соблюдаются условия правильной загрузки трансформаторов соблюдается k_з≈ k_зэ

4.3. Выбор сечения питающей линии

Передачу электроэнергии от источников питания до ГПП осуществляется воздушными линиями. Сечение и марку выбирают по техническим и экономическим условиям.

К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведенные затраты на сооружение которой будут минимальными.

Произведем выбор сечения проводов по экономической плотности тока по следующей формуле:

F_э = I_р/ j_э (20)

где

F_э – экономическое сечение провода, мм²;

I_р – расчетный ток, А;

j_э – экономическая плотность тока неизолированных алюминиевых проводов и шин равна 1,1 А/мм² [10].

Расчетный ток определим по формуле:

I_р = S_р/2√3U_ном (21)

где

I_р – расчетный ток, А;

S_р – полная расчетная мощность, кВА;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

при U = 110 кВ:

I_р = 24609/2√3х110 = 64,2 А

при U = 35 кВ:

I_р = 24609/2√3х35 = 202,97 А

тогда

при U = 110 кВ:

F_э = 64,2/1,1 = 58,36 мм²

при U = 35 кВ:

F_э = 202,97/1,1 = 183 мм²

Согласно таблицы по техническим характеристикам проводов [3] выберем провод марки при U = 110 кВ – АС-70; при U = 35 кВ – АС-185.

Проверим выбранное сечение провода по допустимой потери напряжения ∆U, % по следующей формуле:

∆U =	√3IрL	(r0cosφсв + х0sinφсв)100, % (22)
	Uном

где

L – длина линии, км;

U_ном – номинальное напряжение, В;

I_р – расчетный ток, А.

r₀, х₀ – удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км.

Согласно таблицы сопротивления и проводимости воздушных линий напряжением 35-220 кВ [3] удельные сопротивления линии при 20 ⁰С сечением провода 70 мм составляют: r₀ = 0,420 Ом/км, х₀ = 0,441 Ом/км; сечением провода 185 мм составляют: r₀ = 0,159 Ом/км, х₀ = 0,393 Ом/км.

при U = 110 кВ:

∆U =	√3х64,20х9	(0,420х0,8 + 0,441х0,6)х100 = 0,546%
	110000

при U = 35 кВ:

∆U = 3,4 %

Условием правильности выбора сечения провода является:

∆U% ≤ ∆U_доп %

Для силовых линий допустимые потери напряжения составляют 5%

при U = 110 кВ:

∆U = 0,546 % ≤ ∆U_доп = 5%

при U = 35 кВ:

∆U = 3,4 % ≤ ∆U_доп = 5%

На основании произведенных расчетов делаем вывод, сечение провода выбрано правильно.

Проверим сечение провода по нагреву.

Допустимый длительный ток для провода АС-70 номинального сечения 70 мм² для неизолированных проводов по ГОСТ839-80 согласно ПУЭ [10] при U = 110 кВ – I_доп = 265 А; при U = 35 кВ – I_доп = 515 А.

Условие I_р = 64,20 А ≤ I_доп = 265 А выполнено.

Условие I_р = 202,97 А ≤ I_доп = 515 А выполнено.

Проверка проводников ЛЭП по условиям короны и радиопомех производится из класса напряжения 110 кВ и выше.

Согласно таблицы минимально допустимых по условиям коронирования диаметров проводов воздушных линий электропередач [9] для напряжения класса 35-110 кВ допустимое сечение провода по короне 70 мм².

при U = 110 кВ

F = 70 мм² = F_кор = 70 мм²

при U = 35 кВ

F = 185 мм² ≥ F_кор = 70 мм²

По условиям механической прочности ВЛ, согласно ПУЭ, должны применяться многопроволочные провода. На основании произведенных расчетов и по условиям таблицы минимальных допустимых сечений проводов ВЛ по условиям механической прочности окончательно выберем применяемый провод.

Технические данные выбранного провода представлены в таблице 5.

Таблица 5

Марка провода	Сечение, мм2	Сопротивление 100 км, Ом		Допустимая токовая нагрузка, А
		Активное при + 200С r0, Ом/100 км	Индуктивное при + 200С х0, Ом/100 км
АС-70	70	0,420	0,441	265
АС-185	185	0,159	0,444	515

4.4. Техническо-экономический расчет выбора рационального напряжения

Выбор рационального напряжения производится по приведенным годовым затратам:

З_г = Е_нК + С_э (23)

где

Е_н=0,12 – нормативный коэффициент эффективности;

К – капитальные затраты:

К = К_ЛЭП + К_ПС (24)

где

К_ЛЭП – капитальные вложения на строительство линии электропередач:

К_ЛЭП = k_удl (25)

где

k_уд – удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП (справочная величина);

l – длина ЛЭП, км.

К_ПС – капитальные вложения на строительство подстанции.

К = К_ОРУ + К_ТР (26)

где

К_ЛЭП – капитальные вложения на строительство ОРУ;

К_ТР – стоимость трансформаторов.

К_ТР = k_удn (27)

С_э – эксплуатационные расходы.

C_Э = С_П + С_а (28)

где

С_П – расходы на потерю в линии;

С_а – расходы на амортизацию.

C_П = С_ПЛЭП + С_ПТР (29)

где

С_ПЛЭП – потери в ЛЭП;

С_ПТР – потери в трансформаторах.

С_ПЛЭП = С₀ ∆Р_ЛЭПК²_ЗЛlТ_n (30)

где

С₀ – стоимость одного кВт/ч, =1,15 тг/кВтч;

∆Р_ЛЭП – потери в линии, кВт/км (справочная);

К_ЗЛ – коэффициент загрузки линии;

(31)

Т_n – расчётное время потерь:

(32)

где

Т_max = 6000– максимальное время работы электрооборудования, часы;

Т_г = 8760 – годовое время работы, часы;

С_nтр = (∆Р_ххТ_г∆Р_кзК²_зmТ_n)C₀ (33)

где

∆Р_хх – потери холостого хода трансформатора, кВт

∆Р_кз – потери к.з., кВТ

К_зm – коэффициент загрузки трансформатора

С_а = С_аЛЭП + С_аПС (34)

С_аЛЭП = К_аЛЭПК_ЛЭП (35)

где

К_аЛЭП – норма амортизационных отчислений для ЛЭП

С_аПС = К_аПСК_ПС (36)

где

К_аПС = 6,3 % – норма амортизационных отчислений для подстанции.

Результаты выбора рационального напряжения сведены в таблицу 6.

Таблица 6

Вариант электроснабжения	Затраты, тыс.тг
	Капитальные	Эксплуатационные	Суммарные
110/6 кВ	1728,6	264227,3019	265955,9
35/6 кВ	1699,5	265231,9786	2669930,9

Принимается стандартное напряжение 110 кВ для системы внешнего электроснабжения предприятия (в данном случае имеются наилучшие технические и экономические показатели).

4.5. Картограмма электрических нагрузок

Картограммой нагрузок называют план, на котором изображена картина средней интенсивности распределения нагрузок приемников электроэнергии.

Картограмма представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам:

Р_i = r_i²m (37)

где

r_i – радиус окружности

m – масштаб для U<1кВ m=1

U>1кВ m=0,255

При построении картограммы нагрузок цехов центры окружностей совместим с центрами тяжести геометрических фигур, изображающих цеха.

Осветительную нагрузку покажем, как заштрихованную площадь от всей нагрузки на U<1 кВ.

Координаты условного центра активных нагрузок определим по следующим формулам:

х0 =	n	(38)
	Pixi
	i=1
	N
	Pi
	i=1
y0 =	n	(39)
	Piyi
	i=1
	n
	Pi
	i=1

Результаты расчета сведены в таблицу 7.

Центр электрических нагрузок находится на территории цеха, поэтому смещаем ГПП в сторону подачи электроэнергии от энергосистемы.

4.6. Выбор место положения ГПП

Выбор месторасположения, типа, мощность и другие параметров ГПП обуславливается величиной и характером электрических нагрузок и размещением их на генплане и в производственных помещениях предприятия, а также зависит от производственных, архитектурных, строительных и эксплуатационных требований. Важно, чтобы ГПП располагалось как можно ближе к центру питаемых ими нагрузок. Допускается смещение подстанций на некоторое расстояние от геометрического центра питаемых ею нагрузок в сторону ввода от энергосистемы.

ГПП выполняется двухтрансформаторными. При разработке схем коммутации ГПП необходимо стремиться к максимальному упрощению и применению минимума коммутационных аппаратов. Применим бесшинную схему с глухим вводом проводов в трансформатор, линии трансформатора работают раздельно.

На вторичном напряжении ГПП применяется одна секционированная выключателем систем шин.

Основное оборудование на стороне первичного напряжения:

Силовой трансформатор, линейный разъединитель, отделитель и короткозамыкатель.

Для удобства ревизии и ремонта трансформаторов предусмотрена ремонтная перемычка на спуске проводов от ВЛ к трансформаторам. При нормальном режиме перемычка разомкнута. Схема позволяет присоединить оба трансформатора к одной линии. Также она дает возможность сохранить в работе трансформатор при устойчивом повреждении на его линии, совпавшим с ревизией второго трансформатора, питающегося по другой линии.

Распределительное устройство на стороне вторичного напряжения выполнено в виде комплектно-распределительного устройства (КРУ), с малообъемными масляными выключателями на выкатных тележках. От двух трансформаторов от вторичных обмоток питается две секция шин, в нормальном режиме секции работают раздельно. На секционных выключателях КРУ предусмотрено АВР.

При разработке КРУ 6 кВ считаем, что в качестве линейных, вводных и межсекционного выключателя для всего РУ используются выключатели с одинаковым номинальным током отключения.

При разработке ТП, РП считаем, что применяемое оборудование РУ с одинаковыми номинальными токами отключения.